孟　明，賀海博

(華北電力大學(xué)電力工程系,河北保定　071003)

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直流微網(wǎng)系統(tǒng)的多模態(tài)運(yùn)行控制

孟明，賀海博

(華北電力大學(xué)電力工程系,河北保定071003)

0引言

微網(wǎng)是一種將分布式發(fā)電(distributed generation，DG)單元、負(fù)荷和儲(chǔ)能裝置整合在一起的電網(wǎng)形式[1]，能夠?qū)崿F(xiàn)可再生能源的高效利用，同時(shí)可以解決DG單元單機(jī)并入主網(wǎng)所造成的不良影響。目前微網(wǎng)結(jié)構(gòu)主要包括交流微網(wǎng)，直流微網(wǎng)和混合微網(wǎng)。以往的研究主要以交流微網(wǎng)為主，直流微網(wǎng)的研究與應(yīng)用相對(duì)較少，直流微網(wǎng)與交流微網(wǎng)相比，具有高效率、低成本優(yōu)勢(shì)，不需要對(duì)頻率、相位和無(wú)功功率等進(jìn)行控制[2-4]，可方便接入直流性質(zhì)的微電源(如光伏、燃料電池等)和直流負(fù)荷。

直流微網(wǎng)中不同單元之間的協(xié)調(diào)控制和系統(tǒng)的運(yùn)行模態(tài)是直流微網(wǎng)的研究熱點(diǎn)[5]，相關(guān)學(xué)者對(duì)此進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[6-7]提出以直流母線電壓為控制信號(hào)的直流微網(wǎng)能量管理策略，分析了系統(tǒng)孤島狀態(tài)下多種運(yùn)行模態(tài)及各單元協(xié)調(diào)參與母線電壓調(diào)節(jié)的作用。文獻(xiàn)[8]整合光伏發(fā)電和儲(chǔ)能控制技術(shù)，設(shè)計(jì)了4種不同的工作模式，研究了每一種模式下的運(yùn)行控制策略，并提出儲(chǔ)能系統(tǒng)的自適應(yīng)調(diào)節(jié)下垂系數(shù)的控制策略，提高了電池和系統(tǒng)的運(yùn)行效率。文獻(xiàn)[9-10]將直流微網(wǎng)中的各單元接口變換器進(jìn)行模塊化控制，提出了4種工作模態(tài)，以直流總線電壓作為信息載體決定各模態(tài)間的自由切換。文獻(xiàn)[11]提出一種基于儲(chǔ)能的孤立直流微網(wǎng)系統(tǒng)，分析了直流微網(wǎng)的構(gòu)成及各部分控制策略，通過(guò)蓄電池充放電控制抑制和消除直流母線電壓波動(dòng)，以實(shí)現(xiàn)電壓暫態(tài)穩(wěn)定。文獻(xiàn)[12]提出一種基于直流微網(wǎng)母線電壓變化的自適應(yīng)分級(jí)控制方法，依據(jù)母線電壓將系統(tǒng)控制分為三級(jí)，分別對(duì)每級(jí)控制所對(duì)應(yīng)的系統(tǒng)運(yùn)行模式和切換條件進(jìn)行分析，并給出相應(yīng)的控制方法。

現(xiàn)有文獻(xiàn)大多單獨(dú)討論并網(wǎng)或是孤島方式下直流微網(wǎng)的運(yùn)行與控制，且運(yùn)行模式的設(shè)置基本集中在幾種常見的工作狀態(tài)。本文在此基礎(chǔ)上，考慮到系統(tǒng)在運(yùn)行過(guò)程中出現(xiàn)的瞬時(shí)功率波動(dòng)造成直流母線電壓波動(dòng)或突變，影響對(duì)電壓變化敏感的重要負(fù)荷(如恒功率負(fù)載)的穩(wěn)定運(yùn)行這一問(wèn)題[5]，詳細(xì)分析了系統(tǒng)處于并網(wǎng)和孤島模式的運(yùn)行情況，歸納設(shè)計(jì)出系統(tǒng)的9種工作模態(tài)，且在每種模態(tài)中母線電壓均能維持恒定。根據(jù)電網(wǎng)狀態(tài)、分布式電源輸出功率與負(fù)載需求關(guān)系、蓄電池荷電狀態(tài)等本地信息決定系統(tǒng)的工作模態(tài)及模態(tài)間切換，同時(shí)協(xié)調(diào)光伏接口、儲(chǔ)能接口及網(wǎng)側(cè)接口的工作方式，來(lái)抑制和緩沖直流母線電壓的波動(dòng)，提高供電質(zhì)量，從而確保系統(tǒng)的能量平衡及穩(wěn)定運(yùn)行。本文所提控制策略有效維持了直流母線電壓恒定，實(shí)現(xiàn)了直流微網(wǎng)系統(tǒng)的運(yùn)營(yíng)可靠性。

1系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

本文研究的直流微網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，該系統(tǒng)主要包含光伏發(fā)電(PV)單元，蓄電池儲(chǔ)能(battery energy storage，BES)裝置，并網(wǎng)變流器(grid-connected converter，GCC)和負(fù)載(恒功率負(fù)載(constant power load ，CPL)和本地負(fù)載)。

圖1　直流微網(wǎng)結(jié)構(gòu)

圖中，PPV表示PV發(fā)電總功率；PBat表示儲(chǔ)能裝置充放電功率；Pload表示負(fù)載消耗功率；Pgrid表示直流微網(wǎng)和交流電網(wǎng)的交換功率。2組PV分別通過(guò)DC/DC變換器將其發(fā)電功率饋入直流母線；蓄電池通過(guò)雙向DC/DC變換器與直流母線連接，在系統(tǒng)不同運(yùn)行模態(tài)下可以實(shí)現(xiàn)充放電控制；直流微網(wǎng)通過(guò)雙向DC/AC變換器經(jīng)隔離變壓器與交流電網(wǎng)相連，可實(shí)現(xiàn)能量的雙向流動(dòng)。

2系統(tǒng)工作模態(tài)及能量管理

2.1系統(tǒng)控制目標(biāo)

計(jì)及能量變化影響的直流母線簡(jiǎn)化等效電路[13]如圖2所示。圖中，Udc為直流母線電壓值;C為直流母線等效電容值;PC為直流母線電容充電功率。

圖2　直流母線等效簡(jiǎn)化電路

由圖2得到直流母線電容充電功率PC為

(1)

進(jìn)而得到直流母線電容電壓Udc與功率關(guān)系為

(2)

由式(2)可知，直流母線電壓的穩(wěn)定與否和系統(tǒng)的能量是否平衡直接相關(guān)，不平衡的能量流動(dòng)會(huì)造成母線電壓產(chǎn)生偏差。因此，通過(guò)控制直流母線電壓的恒定來(lái)保證系統(tǒng)的能量平衡，從而確保系統(tǒng)正常運(yùn)行。

2.2工作模態(tài)及能量管理

直流母線電壓是衡量系統(tǒng)穩(wěn)定與否的重要指標(biāo)?？刂浦绷髂妇€電壓的穩(wěn)定，便可以維持系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。因此，在系統(tǒng)的任意運(yùn)行時(shí)刻，都需要有一端變流器以電壓源工作并控制直流母線電壓，確保直流微網(wǎng)在各種工作模態(tài)下都能夠穩(wěn)定運(yùn)行。本文通過(guò)詳細(xì)分析系統(tǒng)處于并網(wǎng)和孤島模式的運(yùn)行情況，考慮電網(wǎng)狀態(tài)、分布式電源輸出功率與負(fù)載需求關(guān)系、蓄電池荷電狀態(tài)等本地信息，依據(jù)直流母線穩(wěn)壓變換器的不同，將系統(tǒng)分為4種穩(wěn)壓狀態(tài)，9種不同工作模態(tài)。具體描述如下。

2.2.1網(wǎng)側(cè)接口變換器穩(wěn)壓狀態(tài)

①工作模態(tài)1-1：系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行，PPV等于Pload，2組PV單元均以最大功率跟蹤模式(maximum power point tracking，MPPT)運(yùn)行。若蓄電池SOC<90%，儲(chǔ)能裝置充電，否則待機(jī)。

② 工作模態(tài)1-2：系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行，PPV大于Pload，2組PV單元均以MPPT模式運(yùn)行。若蓄電池SOC<90%，儲(chǔ)能裝置充電，否則待機(jī)。

③ 工作模態(tài)1-3：系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行，PPV小于Pload，2組PV單元均以MPPT模式運(yùn)行。若蓄電池SOC<90%，儲(chǔ)能裝置充電，否則待機(jī)。

2.2.2儲(chǔ)能接口變換器穩(wěn)壓狀態(tài)

① 工作模態(tài)2-1：系統(tǒng)孤島運(yùn)行，PPV等于Pload，2組PV單元均以MPPT模式運(yùn)行。儲(chǔ)能裝置穩(wěn)壓，既不充電也不放電。

② 工作模態(tài)2-2：系統(tǒng)孤島運(yùn)行，PPV大于Pload，2組PV單元均以MPPT模式運(yùn)行。蓄電池SOC<90%，儲(chǔ)能裝置充電穩(wěn)壓。

③ 工作模態(tài)2-3：系統(tǒng)孤島運(yùn)行，PPV小于Pload，2組PV單元均以MPPT模式運(yùn)行。蓄電池SOC>40%，儲(chǔ)能裝置放電穩(wěn)壓。

④ 工作模態(tài)2-4：系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行且網(wǎng)側(cè)需要輸出功率超過(guò)并網(wǎng)變流器額定容量Pgr，2組PV單元均以MPPT模式運(yùn)行，并網(wǎng)變流器工作在限流控制模式，輸出電流鉗位于Igmax，儲(chǔ)能裝置放電穩(wěn)壓。

2.2.3PV接口變換器穩(wěn)壓狀態(tài)

工作模態(tài)3：系統(tǒng)孤島運(yùn)行，PPV大于Pload，蓄電池SOC≥90%，蓄電池停止工作。PV1以MPPT模式運(yùn)行，PV2由MPPT控制切換為恒壓控制穩(wěn)壓。

2.2.4切負(fù)荷穩(wěn)壓狀態(tài)

工作模態(tài)4：系統(tǒng)孤島運(yùn)行，PPV小于Pload，蓄電池SOC<40%，蓄電池停止工作。2組PV單元均以MPPT模式運(yùn)行，切除不重要負(fù)荷穩(wěn)壓。

圖3　運(yùn)行模態(tài)管理流程圖

可以看出，在不同的工作模態(tài)下，直流微網(wǎng)母線電壓的穩(wěn)定需要系統(tǒng)各部分協(xié)調(diào)參與控制來(lái)保證。各接口變換器的協(xié)調(diào)合理控制，實(shí)現(xiàn)了能量的最優(yōu)利用和系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。為了更直觀地描述上述各工作模態(tài)的運(yùn)行情況，在此給出工作模態(tài)選擇、運(yùn)行整體流程圖，如圖3所示。

3運(yùn)行控制策略

3.1總體運(yùn)行控制策略

本文提出的直流微網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行控制總體結(jié)構(gòu)圖如圖4所示，圖中開關(guān)均采用滯環(huán)控制。

圖4　運(yùn)行控制總體結(jié)構(gòu)圖

3.2變換器運(yùn)行方式

3.2.1工作方式

各接口變換器在系統(tǒng)不同工作模態(tài)下的工作方式如表1所示。

表1　各接口變換器工作方式

3.2.2具體控制方式

3.2.2.1光伏接口變換器

光伏接口變換器包括MPPT和恒壓兩種控制模式，如圖5所示。其中，MPPT模式采用占空比擾動(dòng)法實(shí)現(xiàn)，恒壓控制模式可以維持直流母線電壓恒定。當(dāng)直流微網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，光伏陣列始終工作在MPPT模式，以充分利用光伏發(fā)電能量；孤島運(yùn)行時(shí)，根據(jù)系統(tǒng)內(nèi)能量情況存在MPPT運(yùn)行模式和恒壓控制模式。

圖5　光伏接口變換器控制框圖

圖6　儲(chǔ)能接口變換器控制框圖

3.2.2.2儲(chǔ)能接口變換器

儲(chǔ)能接口變換器控制可以在恒流、穩(wěn)壓和停止工作3種模式間進(jìn)行切換來(lái)參與系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制，如圖6所示。恒流控制實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行恒流充電控制，緩沖和平抑PV單元輸出的間歇性功率，提高電能質(zhì)量。穩(wěn)壓控制實(shí)現(xiàn)母線電壓維持恒定。停止工作是為了避免蓄電池深度充(放)電，當(dāng)其SOC達(dá)到上限值90%(或下限值40%)時(shí)對(duì)蓄電池實(shí)現(xiàn)保護(hù)而設(shè)定的一種工作模式。

3.2.2.3并網(wǎng)接口變換器GCC

直流微網(wǎng)通過(guò)并網(wǎng)接口變換器與大電網(wǎng)相連，實(shí)現(xiàn)功率的雙向流動(dòng)。根據(jù)系統(tǒng)不同工作模態(tài)的運(yùn)行要求，將GCC設(shè)置為兩種控制模式——限流控制和穩(wěn)壓控制，如圖7所示。限流控制采用電流跟蹤PWM控制方法中的滯環(huán)比較方式實(shí)現(xiàn)，當(dāng)電網(wǎng)需要輸出功率超過(guò)并網(wǎng)變流器額定容量時(shí)，為了保護(hù)并網(wǎng)變流器而使其工作在限流控制模式，輸出電流鉗位在Igmax。穩(wěn)壓控制采用基于前饋解耦的雙閉環(huán)控制，維持直流母線電壓恒定并控制功率流動(dòng)方向和功率因數(shù)。

圖7　并網(wǎng)接口變換器GCC控制框圖

4仿真驗(yàn)證

在Matlab/Simulink仿真平臺(tái)下構(gòu)建如圖1所示的仿真模型，對(duì)各種工作模態(tài)及模態(tài)間切換進(jìn)行仿真研究。其中，直流母線電壓設(shè)定為500V，網(wǎng)側(cè)接口單元采用容量為3kW的并網(wǎng)變流器。PV1和PV2在標(biāo)準(zhǔn)條件下(光照強(qiáng)度為1kW/m2，溫度為25℃)最大跟蹤功率分別為3.5kW和2.1kW。儲(chǔ)能系統(tǒng)采用4kW的蓄電池，其SOC上下限值分別為90%和40%。負(fù)載包括2個(gè)2.5kW直流恒功率負(fù)載和2個(gè)由電阻模擬的本地負(fù)載，阻值分別為250Ω和83.3Ω，分別記為L(zhǎng)1、L2、L3、L4，優(yōu)先級(jí)依次降低。

由于所有工作模態(tài)都是基于系統(tǒng)處于并網(wǎng)或孤島運(yùn)行情況，為了方便而直觀地呈現(xiàn)仿真研究結(jié)果，對(duì)系統(tǒng)在并網(wǎng)和孤島運(yùn)行情況下進(jìn)行仿真。

4.1并網(wǎng)運(yùn)行

并網(wǎng)運(yùn)行情況下工作模態(tài)及模態(tài)間切換仿真結(jié)果如圖8所示。

圖8　并網(wǎng)運(yùn)行仿真結(jié)果

仿真開始時(shí)設(shè)定PV1光照強(qiáng)度為1kW/m2，PV2光照強(qiáng)度為0.75kW/m2，蓄電池處于滿荷電狀態(tài)(SOC=90%)，L1接入系統(tǒng)，此時(shí)由于PPV大于Pload，系統(tǒng)工作在模態(tài)1-2，GCC逆變穩(wěn)壓。

在0.4s時(shí)，PV1光強(qiáng)由1kW/m2階躍變化到0.4kW/m2，由于光強(qiáng)突減，PV出力減少，使得PPV等于Pload，系統(tǒng)自然切換為工作模態(tài)1-1運(yùn)行，GCC穩(wěn)壓，直流微網(wǎng)與交流電網(wǎng)之間不存在能量交換。

在0.7s時(shí)，PV1光強(qiáng)恢復(fù)到1kW/m2，同時(shí)L2和L3接入系統(tǒng)，此時(shí)PPV小于Pload，系統(tǒng)切換為工作模態(tài)1-3運(yùn)行，GCC整流穩(wěn)壓。

在1s時(shí)，L4接入系統(tǒng)，此時(shí)需要電網(wǎng)輸出功率超過(guò)并網(wǎng)變流器額定容量，系統(tǒng)進(jìn)入工作模態(tài)2-4運(yùn)行，GCC工作在限流模式，蓄電池放電穩(wěn)壓。

在1.4s時(shí)，PV2光強(qiáng)由0.75kW/m2階躍變化到1.2kW/m2，同時(shí)將L2和L4切除，此時(shí)PPV大于Pload，系統(tǒng)重新切換為模態(tài)1-2運(yùn)行，由于在前一工作模態(tài)中蓄電池放電維持系統(tǒng)能量平衡，在當(dāng)前工作模態(tài)蓄電池進(jìn)行恒流充電補(bǔ)充能量。

4.2孤島運(yùn)行

孤島運(yùn)行情況下工作模態(tài)及模態(tài)間切換仿真結(jié)果如圖9所示。

圖9　孤島運(yùn)行仿真結(jié)果

初始時(shí)刻設(shè)定PV2光照強(qiáng)度為0.75kW/m2，將PV1光照強(qiáng)度始終設(shè)定為1.2kW/m2，蓄電池SOC初始值是89.999 85%(為了模擬蓄電池深度充電狀態(tài))，L1和L2接入系統(tǒng)，此時(shí)PPV等于Pload，系統(tǒng)工作在模態(tài)2-1，蓄電池控制母線電壓，由于此時(shí)系統(tǒng)能量已達(dá)平衡，蓄電池既不充電也不放電。

在0.5s時(shí)，切除L1和L2，同時(shí)將L3和L4接入系統(tǒng)，此時(shí)PPV大于Pload，系統(tǒng)切換為工作模態(tài)2-2運(yùn)行，蓄電池充電穩(wěn)壓。

在0.7s時(shí)，PV2光照強(qiáng)度由0.75kW/m2階躍變化到1kW/m2，PV單元輸出功率繼續(xù)增加，系統(tǒng)繼續(xù)工作在模態(tài)2-2，蓄電池持續(xù)充電。

在1s時(shí)，蓄電池SOC達(dá)到90%，為了避免其深度充電，將蓄電池切換為停止工作模式，無(wú)法控制母線電壓穩(wěn)定，此時(shí)PV2由MPPT模式切換到恒壓控制模式穩(wěn)壓，系統(tǒng)切換為模態(tài)3運(yùn)行。

在1.3s時(shí)，L1接入系統(tǒng)，此時(shí)PPV小于Pload，蓄電池轉(zhuǎn)為穩(wěn)壓控制，進(jìn)行放電，同時(shí)PV2由恒壓控制切換為MPPT模式，系統(tǒng)切換為模態(tài)2-3運(yùn)行。

在1.6s時(shí)，L2接入系統(tǒng)，蓄電池繼續(xù)放電穩(wěn)壓，系統(tǒng)仍處于模態(tài)2-3運(yùn)行。

圖10對(duì)工作模態(tài)4進(jìn)行仿真驗(yàn)證。為了模擬蓄電池深度放電狀態(tài)，設(shè)定初始SOC為40.000 6%，L1、L2和L4接入系統(tǒng)，此時(shí)PPV小于Pload，工作在模態(tài)2-3，蓄電池放電穩(wěn)壓，當(dāng)SOC下降到40%時(shí)，蓄電池停止工作，為了維持直流母線電壓穩(wěn)定需切除優(yōu)先級(jí)最低的負(fù)載L4，系統(tǒng)進(jìn)入模態(tài)4運(yùn)行，此后由于PPV大于Pload，直流母線電壓升高，一段時(shí)間后投入蓄電池，系統(tǒng)切換為模態(tài)2-2運(yùn)行，蓄電池充電穩(wěn)壓，最終將母線電壓穩(wěn)定在設(shè)定值。

圖10　切負(fù)荷仿真結(jié)果

5結(jié)論

本文在構(gòu)建光伏直流微網(wǎng)結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，考慮到系統(tǒng)運(yùn)行過(guò)程中出現(xiàn)的瞬時(shí)功率波動(dòng)造成直流母線電壓波動(dòng)或突變，影響對(duì)供電質(zhì)量要求較高的恒功率負(fù)載的穩(wěn)定運(yùn)行這一問(wèn)題，對(duì)系統(tǒng)并網(wǎng)和孤島模式的運(yùn)行情況進(jìn)行合理詳細(xì)的分析，歸納設(shè)計(jì)出系統(tǒng)的9種工作模態(tài)。針對(duì)每種模態(tài)提出基于本地信息的整體協(xié)調(diào)控制方法，并進(jìn)行仿真驗(yàn)證，結(jié)果表明：系統(tǒng)在不同工作模態(tài)以及模態(tài)發(fā)生切換時(shí)，利用本文所提控制策略能夠協(xié)調(diào)各變流器控制來(lái)緩沖和抑制系統(tǒng)瞬時(shí)功率的波動(dòng)，從而在允許的工作范圍內(nèi)有效控制直流母線電壓穩(wěn)定，保證恒功率負(fù)荷的供電質(zhì)量和可靠工作，進(jìn)而保障系統(tǒng)的能量平衡和穩(wěn)定運(yùn)行。

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孟明(1967-)，男，博士，副教授，研究方向?yàn)樾履茉窗l(fā)電、智能微電網(wǎng)、電機(jī)與控制等， E-mail:mmwxp@126.com；

賀海博(1988-)，男，碩士研究生，研究方向?yàn)樾履茉窗l(fā)電、智能微電網(wǎng)等, E-mail:hhb_0913@163.com。

(責(zé)任編輯：楊秋霞)

Multi-mode Operation Control of DC Microgrid SystemMENG Ming，HE Haibo

(School of Electrical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, China)

摘要：詳細(xì)分析了系統(tǒng)處于并網(wǎng)和孤島模式的運(yùn)行情況，歸納設(shè)計(jì)了系統(tǒng)的9種工作模態(tài)，并針對(duì)每一種工作模態(tài)提出基于本地信息的系統(tǒng)整體協(xié)調(diào)控制策略，來(lái)協(xié)調(diào)光伏接口、儲(chǔ)能接口及網(wǎng)側(cè)接口的工作方式，旨在保證直流母線電壓維持恒定，確保對(duì)電壓變化敏感的重要負(fù)荷(如恒功率負(fù)載)的可靠供電和系統(tǒng)的能量平衡及穩(wěn)定運(yùn)行。根據(jù)電網(wǎng)狀態(tài)、分布式電源輸出功率與負(fù)載需求關(guān)系、蓄電池荷電狀態(tài)等本地信息，決定系統(tǒng)的工作模態(tài)及模態(tài)間切換，所提控制策略有效維持了直流母線電壓的恒定，實(shí)現(xiàn)了直流微網(wǎng)系統(tǒng)的運(yùn)營(yíng)可靠性。最后利用Matlab/Simulink進(jìn)行仿真研究，結(jié)果驗(yàn)證了所提方案的有效性。

關(guān)鍵詞：直流微網(wǎng)；光伏發(fā)電；協(xié)調(diào)控制；運(yùn)行模態(tài)；電壓控制

Abstract：9 kinds of operation modes are designed after detailed analyzing the grid-connected and islanded operation condition. For each operation mode, a coordinated control scheme for whole system based on local information is proposed to coordinate working modes between PV interface, battery energy storage interface and the netside interface, which can guarantee the DC bus voltage maintain constant, thus to ensure reliable power supply for critical loads that are sensitive to voltage changes (such as constant power load (CPL)) and the operation stability and power balance of system. Such local information as the state of power grid, the relationship between DG power output and loads demand and the SOC of battery decides the operation modes and conversion between different modes of the system. The proposed control scheme can maintain the DC bus voltage constant effectively, which realizes reliable operation of the DC microgrid system. In the end, simulations are carried out in Matlab/Simulink simulation environment, and the results verify the effectiveness of proposed scheme.

Keywords：DC microgrid；photovoltaic generation；coordinated control；operation modes；voltage control

作者簡(jiǎn)介：

收稿日期：2015-04-20

中圖分類號(hào)：TM71

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號(hào)：1007-2322(2016)02-0006-07